陜北斜坡東南部致密砂巖孔喉分布及其對含油性的影響

鐘紅利，吳雨風，張鳳奇，屈伸，陳玲玲

（1.西安科技大學地質與環境學院，陜西 西安 710054；2.西安石油大學地球科學與工程學院，陜西 西安 710065；3.陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院，陜西 西安 710075）

0 引言

致密油是一種世界范圍內備受關注的非常規油氣資源。我國致密油主要分布在鄂爾多斯、渤海灣、松遼等中、新生代陸相湖盆中，其中資源量最大的是鄂爾多斯盆地，致密油可采資源量達 5.44×108t[1-3]。 盆地致密油主要賦存在延長組主力生油層長7油層組及與其上下相鄰的長6、長8油層組[4-5]。致密砂巖儲層微觀孔喉分布及其對含油性的影響一直是研究的關鍵問題之一。研究結果表明，大孔、中孔、微孔、納米孔在長6—長8致密砂巖孔隙中均有分布，范圍較廣，主體為微米、納米級孔隙[6-9]。原油在孔喉中以乳狀、簇狀、顆粒狀、薄膜狀等形式賦存[10]，且儲層含油率、含油飽和度與孔徑存在相關性[11-12]。不同尺寸孔喉對含油性的貢獻如何，孔喉大小的集中分布程度對含油性影響如何，這些問題仍然需要進一步探究。

致密砂巖儲層往往壓實程度高，鈣質、泥質膠結強烈，成巖過程復雜，非均質性較強，單一的測試手段揭示孔喉特征效果不佳[13-14]。本次研究采用多測試方法聯合觀測，定量表征鄂爾多斯盆地陜北斜坡東南部長6—長8致密砂巖儲層微觀結構，并探討了含油率與孔喉參數之間的相關性。

1 地質概況

研究區構造位置處于鄂爾多斯盆地一級構造單元陜北斜坡東南部，地理上位于延安市以東，永寧縣以西，高橋縣以北，府村溝以南。研究區延長組頂面現今構造為北西傾的單斜，局部發育鼻狀構造。延長組沉積時，盆地經歷了湖泊發育—發展—萎縮的演化過程，形成了一套內陸湖泊-三角洲沉積，長7油層組為湖泊極盛時的沉積產物，發育富含有機質泥巖及油頁巖，為延長組主力烴源巖[15]。研究區中生界主力油層為長6、長7、長8油層組，長7中上部大面積發育濁積砂體，長6下部和長8下部發育三角洲前緣水下分流河道砂體，為主要的儲集砂體（見圖 1）[16]。

圖1 研究區地層綜合柱狀圖

2 實驗

2.1 材料

本次測試的7塊致密砂巖樣品取自3口取心井，巖性均為細砂巖，其他樣品參數如表1所示。

表1 研究區長6—長8高壓壓汞、核磁共振實驗樣品參數

2.2 儀器

核磁共振實驗使用的儀器為RecCore-04型巖心核磁共振分析儀。高壓壓汞實驗采用AUTOPORE IV9500型壓汞儀，最大進汞壓力160.47 MPa，設表面張力強度為0.48 N/m，接觸角為140°，可測最小孔喉半徑為4.6 nm。場發射掃描電鏡實驗采用捷克Tesca（上海）公司生產的Tescan MAIA3型儀器。

2.3 方法

核磁共振技術近年來廣泛用于致密油、頁巖油等非常規儲層孔隙結構研究，可完整獲取儲層中流體（油、水）在孔隙中的分布數據[17]。核磁共振實驗步驟為：1）對巖心在初始狀態下進行核磁共振T2譜檢測；2）利用抽真空法使初始巖樣飽和水，巖樣孔隙空間內充滿水，再對飽和后的巖樣進行T2譜檢測；3）用MnCl2水溶液浸泡巖樣，對浸泡后的巖樣進行T2譜檢測。錳離子擴散進入巖樣內的水相后，消除了水相核磁共振信號，此時進行T2譜測量，只能測得油相核磁共振信號。最終分別獲取了7塊樣品中初始流體、飽和水后的油+水，以及單一油相在孔喉中的分布特征。

高壓壓汞技術常用于測試致密砂巖、頁巖、泥巖的孔隙結構。根據Washburn方程[18-19]，在已知汞注入壓力、注入汞體積的前提下，可計算出相應的孔喉半徑。

壓汞實驗及核磁共振測試本質都是定量刻畫孔喉大小分布。高壓壓汞-核磁共振聯合表征技術，是基于二者分布曲線的相似性，通過高壓壓汞曲線去標定核磁共振T2譜曲線，將其坐標體系由弛豫時間-幅度轉化為孔徑-體積占比。高壓壓汞-核磁共振聯合法與單一的高壓壓汞法相比，所獲得的曲線峰值與前者整體一致，同時，揭示的孔喉分布不會受到極細孔喉及死孔隙，或是孔喉半徑計算過程中細、粗孔喉的潤濕角存在變化等的影響[20]。高壓壓汞-核磁共振聯合測試要求每個高壓壓汞實驗樣品均有與核磁共振實驗平行的樣品，以實現對核磁共振T2譜數據的轉化。

3 結果及分析

3.1 巖石學及孔隙發育特征

通過對6口井40個鑄體薄片的觀察統計，長6—長8致密砂巖碎屑及填隙物體積分數數據見表2。

表2 研究區長6—長8致密砂巖儲層碎屑及填隙物體積分數

長6—長8致密砂巖儲層碎屑顆粒類型包括石英、長石、巖屑、云母及鈣化碎屑，且長石和巖屑體積分數較高，巖石類型以長石砂巖和巖屑長石砂巖為主；填隙物主要為方解石、（鐵）方解石、綠泥石，面孔率一般都小于4%。研究區長6—長8致密砂巖（以M66-2井為例）在掃描電鏡下多見殘余粒間孔、溶蝕孔，以及黏土礦物晶間孔。常見孔喉直徑在300～60 000 μm，孔喉變小與巖石遭受強烈壓實、云母類塑形巖屑充填孔隙，以及綠泥石、伊利石、伊/蒙混層等黏土礦物粒間充填生長，且以橋接式、密網式產出有關（見圖2）。

圖2 研究區長6—長8致密砂巖場發射掃描電鏡照片

3.2 高壓壓汞表征

圖3為高壓壓汞實驗表征的7塊致密砂巖樣品的孔喉分布特征。由圖3可知：1）毛細管壓力曲線“椅狀平臺”特征不明顯，壓汞曲線歪度值為-0.209 657 420～0.127 568 463，屬于細歪度—略細歪度[20]；2）進汞飽和度為49.3%～96.9%，退汞效率19.7%～40.0%，進汞曲線與退汞曲線重合性差，反映孔隙及與其連通的喉道大小差別大[21]。排驅壓力反映最大連通孔喉半徑，本次測值為1.21～7.50 MPa，對應的最大孔喉半徑為0.098 0～0.607 3 μm；孔喉中值半徑反映孔喉的平均值，本次7塊樣品的孔喉中值半徑分布在0.007 0～0.028 6 μm，反映孔喉整體較細；孔喉半徑主要分布在0.01～0.30 μm，峰值分布在0.05～0.20 μm。按照孔隙直徑分級標準[22]， 所測樣品多為納米孔、亞微米孔。

圖3 研究區7塊致密砂巖樣品孔喉分布特征

3.3 核磁共振、高壓壓汞聯合表征

本次7塊樣品的核磁共振T2弛豫時間值經過高壓壓汞數據標定后[23-29]轉換為孔隙半徑值。結果顯示：最小孔隙半徑多在0.5～6.5 nm，平均值為2.9 nm；最大孔隙半徑多在895～40 648 nm，平均值為9 363 nm；峰值半徑多在24～169 nm，平均值為90 nm。長6—長8致密砂巖樣品的儲集空間主要為納米級孔隙，納米孔所占比例為57.3%～99.1%，平均值為83.4%，其余為亞微米、微米孔，基本不發育毫米級孔隙（見圖4）。

圖4 研究區7塊致密砂巖樣品孔隙半徑分布特征

為了定量表征孔喉非均質性，建立了孔喉分選系數。分選系數S的計算公式為

式中：d25為累積頻率25%對應的孔喉直徑，nm；d75為累積頻率75%對應的孔喉直徑，nm。

分選系數越大，反映孔隙大小的非均質性越高。基于核磁共振測試數據，計算得到的孔喉分選系數為6.45～20.70（見表 3）。

3.4 孔隙流體分布特征

圖5為致密砂巖樣品孔隙中的流體分布特征。由圖可以看出，初始狀態、水飽和狀態和油相狀態下的流體分布曲線表現出“單峰”和“雙峰”2種形態（見圖5）。曲線形態受樣品孔隙度、滲透率的影響。相對高孔樣品為尖銳的“單峰”形曲線，且多為負偏態，流體分布峰值半徑71.1～169.1 nm；相對低孔高滲的5#樣品呈“雙峰”形，右峰可能反映出微裂縫孔隙空間，水飽和狀態下的流體峰值半徑分別是9.3，249.7 nm；相對低孔的72#樣品，流體曲線整體偏靠左，反映整體孔隙偏小。

表3 研究區7塊樣品的孔喉分布、含油性參數

圖5 研究區7塊樣品在不同狀態下的孔隙流體分布

原始狀態下流體的主要成分為油相，且油相集中分布在半徑為3～400 nm的孔隙中，占總流體體積的14.9%～28.6%。飽和水狀態下，孔隙流體分布峰值均為50～100 nm，反映油、水相都集中在納米孔中。

初始狀態下的油+水相曲線與油相曲線呈現“高低交錯”現象。這表明在水飽和樣品過程中，油、水之間存在相互驅替現象，水不僅占據了大部分微米級大孔隙，同時將部分小孔隙（孔隙半徑200～2 000 nm）中的油驅替至鄰近的較大孔隙中。

為了定量表征原油在砂巖中的含油性，建立了砂巖含油率。含油率φ0的計算公式為

式中：φ為孔隙度；So為初始含油飽和度。

由于樣品已在室外放置了一段時間，油氣揮發或外溢，地面巖樣實測含油飽和度要小于地層真實值，需要校正初始含油飽和度。校正量為飽和狀態下的可動流體飽和度與原始態可動流體的差值。校正原始含油飽和度存在2種情況：1）如果地層無可動水，則可動水飽和度增加量為油氣揮發外溢量，如果地層有可動水，則會使得恢復后的含油飽和度偏大；2）如果地層存在束縛水不飽和現象，則恢復后的含油飽和度將會偏小。7塊樣品的飽和度校正值為23.01%～46.65%。校正后的儲層初始含油飽和度為47.92%～62.75%。計算的含油率為2.48%～6.32%（見表3）。

4 討論

4.1 不同類型孔隙分布特征

致密砂巖孔隙大小和分布受成巖作用影響[30-31]。研究區長6—長8致密砂巖儲層均處于中成巖A期，碎屑顆粒呈線狀-凹凸接觸。黏土膠結物以綠泥石、伊利石為主。長石、巖屑溶蝕現象較碳酸鹽礦物常見。

孔徑峰值反映了主體孔隙的大小，7塊致密砂巖樣品的孔徑峰值明顯控制孔隙度的大小（見圖6）。顯微電鏡下，可觀察到的孔隙類型有晶間孔、殘余粒間孔、溶蝕孔以及微裂縫。其中：黏土礦物晶間孔在顯微電鏡下最為常見（見圖2e），孔徑一般小于1 000 nm；長石、方解石，以及巖屑中常見溶蝕孔，孔徑變化大，一般為幾百納米到幾十微米；殘余粒間孔孔徑一般大于1 000 nm。晶間孔和小的溶蝕孔貢獻了50%以上的總孔隙體積；較大的溶蝕孔及殘余粒間孔貢獻了1/5～1/2的總孔隙體積；微裂縫相對少見，可以在鑄體薄片下觀察到，縫寬可達幾十到幾百微米，主要貢獻了微米級的孔隙空間。

圖6 巖石孔隙度與孔隙半徑峰值的關系

4.2 孔喉大小與含油性的關系

研究區致密砂巖可動流體T2截止值變化較大[17]，取經驗值13.895 ms，分別計算了各個樣品大于13.895 ms的孔喉占比。理論上，大于T2截止值的孔喉占比可以反映孔隙可動空間的發育程度。結果表明，本次7塊致密砂巖樣品的孔喉占比普遍偏低，都在50%以下，說明使用一個固定的T2截止值劃分可動流體，可能會導致可動流體孔隙計算值出現較大的偏差。參考前人對束縛水膜厚度及瀝青分子大小的計算結果[6-7]，本次最終選用50 nm作為可動流體孔隙半徑下限值。50 nm不僅作為可動流體孔隙半徑截止值，同時也是劃分納米孔和亞微米孔的界限值。研究區主成藏期以來，長7致密砂巖儲層的孔隙度降低為原始孔隙度的0.2～0.5倍[30-31]。假定孔隙為球形空間，則孔徑相應地減小為原來的0.6～0.8倍。現今50 nm的孔隙半徑恢復到主成藏期時，對應的成藏期孔隙半徑為63～83 nm。

相關分析表明，砂巖含油率與可動流體孔喉占比呈正相關關系，反映了半徑大于50 nm的孔喉在巖石孔隙中所占比重越大，即可動流體空間越多，對含油性越有利（見圖7）。納米孔（孔隙半徑1～50 nm）占比與巖石含油率呈負相關，表明納米級孔隙體積占巖石總孔隙體積比例越高，對含油性越不利；亞微米孔（孔隙半徑50～500 nm）占比與巖石含油率呈正相關，反映了亞微米級孔隙越多，含油性越好（見圖7）。

圖7 不同孔喉占比與巖石含油率的關系

4.3 含油率與孔喉分選系數的關系

由圖8可知，7塊樣品的含油率與孔喉分選系數成反比，即孔喉大小分布越集中，含油性越好。

圖8 巖石含油率與孔喉分選系數的關系

孔喉分選系數最大的5#樣品，孔喉半徑峰值為207.98 nm，且流體分布曲線寬緩；孔喉分選系數較小的61#，63#樣品，孔喉半徑峰值分別為97.8，71.1 nm，流體分布曲線較尖銳，即細孔隙集中分布。這說明即使是納米級的致密砂巖儲層，孔隙大小分布越集中，含油率越高（見圖8）。由于本次所測樣品數量有限，其中5#樣品有可能存在微裂縫，導致孔喉分選系數較高，因此回歸關系的統計準確度受到影響。

5 結論

1）鄂爾多斯盆地陜北斜坡東南部長6—長8致密砂巖孔隙類型以粒間殘余孔、黏土礦物晶間孔、長石溶蝕孔為主。最小孔隙半徑平均值為2.9 nm，最大孔隙半徑平均值為9 363.0 nm，納米級孔隙體積占總孔隙體積的57.3%～99.1%。

2）原始狀態、飽和水狀態及油相狀態下的核磁共振曲線多呈正態分布；油相的分布范圍較廣，在半徑為2～1 000 nm的孔喉中均有分布。流體在孔隙中的分布曲線偏度、峰態及主峰值的大小與巖樣孔隙度、滲透率有關：相對低孔低滲樣品的流體分布曲線為寬緩“單峰”形態；相對高孔高滲樣品的流體分布曲線為尖銳的“單峰”形態；相對低孔高滲樣品的流體分布曲線為“雙峰”形態。

3）致密砂巖納米級孔隙與黏土礦物晶間孔的發育有關。樣品含油性受到孔喉大小分布、孔喉分選等因素的影響。亞微米孔體積占總孔隙體積的比值越大，含油性越好；可動流體空間越發育，含油性越好；孔隙分布越集中，對含油性越有利。